Прогнозирование капиллярного проникновения фильтратов буровых растворов в низкопроницаемый коллектор при вскрытии бурением тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Бороздин Сергей Олегович

• Бороздин Сергей Олегович
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Бороздин Сергей Олегович

Введение

Глава 1. Обзор роли капиллярных процессов при формировании зоны

проникновения

1.1 Способы классификации механизмов, вызывающих снижение проницаемости пласта при первичном вскрытии

1.2 Теоретические и экспериментальные исследования процесса самопроизвольной капиллярной пропитки

1.3 Коллекторы, наиболее чувствительные к самопроизвольной капиллярной пропитке

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

Глава 2. Разработка методики экспериментальных исследований явления

самопроизвольной капиллярной пропитки

2.1 Анализ известных методов исследования капиллярной пропитки

2.2 Описание образцов, использованных при проведении исследования

2.3 Влияние межфазного натяжения на проницаемость горной породы

2.4 Весовой метод. Методика, применяемые приборы и их технические характеристики

2.5 Основные параметры, регистрируемые при проведении исследований

по самопроизвольной капиллярной пропитке

2.6 Подбор поверхностно-активных веществ для исследований и оценка влияния их концентрации, а также температуры и давления на величину межфазного натяжения

Выводы по главе

Глава 3. Исследование кинетики самопроизвольной капиллярной пропитки

3.1 Результаты самопроизвольной капиллярной пропитки искусственных

образцов горной породы

3.2 Результаты самопроизвольной капиллярной пропитки образцов

горной породы, взятых с месторождений нефти газа

3.3 Сопоставление скоростей проникновения фильтрата бурового раствора в пласт под воздействием капиллярных и гидродинамических сил

Выводы по главе

Глава 4. Определение интегрального показателя, характеризующего

активность горной породы при капиллярной пропитке

4.1 Комплексный показатель %

4.2 Оценка влияния начальной водонасыщенности на показатели капиллярной пропитки

4.3 Оценка влияния температуры и давления на показатели капиллярной пропитки

4.4 Возможности использования показателя Х при характеристике капиллярной активности горной породы

Выводы к главе

Заключение

Список литературы

Приложение А Примеры графиков кинетики капиллярной пропитки

Приложение Б Технические характеристики аналитических весов

Приложение В Распределение пор по размерам в исследуемых образцах

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование капиллярного проникновения фильтратов буровых растворов в низкопроницаемый коллектор при вскрытии бурением»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. На различных этапах заканчивания скважины (вскрытие бурением, комплектование забойного и устьевого оборудования, обработка пласта, освоение) фильтраты скважинных растворов, проникая в коллектор, оттесняют пластовые флюиды и изменяют соотношение фаз в зоне проникновения фильтрата (ЗПФ) и затрудняют освоение скважины.

Промысловые данные свидетельствуют о том, что глубина зоны проникновения зачастую не соответствует объёму фильтрата промывочной жидкости, проникающему в коллектор за счет перепада давления между пластом и скважиной. Более того, имеют место случаи, когда ЗПФ формируется при бурении с управляемым давлением, в том числе при бурении на депрессии, т.е. при отсутствии репрессии на пласт.

Одной причин проникновения водной фазы в пласт, независимых от гидродинамической фильтрации, является капиллярная пропитка (КП), которая в низкопроницаемых газонасыщенных коллекторах может быть сопоставима с фильтрационным проникновением.

До настоящего времени практически не исследованы вопросы участия капиллярного процесса в формировании ЗПФ на начальных этапах вскрытия коллектора бурением, прогнозирование которого является актуальной проблемой качественного вскрытия продуктивного коллектора.

Степень разработанности темы исследования. Исследования в данной области проводятся много десятилетий, по сути, начиная с открытия капиллярных эффектов. Первые работы опубликованы еще в 1920-х годах. Ко времени написания диссертации объем публикаций, связанных с исследованиями капиллярных процессов в российских и англоязычных научных журналах превышал пять сотен. Однако, акцент в большинстве работ делается на влияние капиллярных сил на больших масштабах времени и расстояний. В то время, как в

данной работе фокус направлен на начальный момент времени пропитки и его воздействие на формирование околоскважинной зоны пласта.

Анализ существующих отечественных и зарубежных работ в данной области показал, что требуется их дальнейшее развитие и совершенствование применительно к специфике процесса первичного вскрытия пласта бурением, что обусловливает актуальность темы исследования и позволяет сформулировать цель и задачи диссертационной работы.

Целью данной работы является оценка значимости самопроизвольной капиллярной пропитки при формировании ЗПФ промывочной жидкости и определение условий, при которых при вскрытии терригенных коллекторов бурением необходимо учитывать капиллярное проникновение.

Основные задачи исследования

1. Проанализировать существующие представления о физико-химических процессах, происходящих при вскрытии бурением продуктивного пласта бурением, определить условия, при которых капиллярная пропитка коллектора может заметно повлиять на формирование ЗПФ.

2. Разработать методику оценки начальной скорости и объема капиллярной пропитки для сравнения капиллярной активности образцов терригенных коллекторов.

3. Определить начальную скорость и объем самопроизвольной капиллярной пропитки природных терригенных и искусственных образцов в зависимости от величины поверхностного натяжения фильтратов промывочных жидкостей.

4. Оценить влияние пластовых условий на начальную скорость и объем самопроизвольной капиллярной пропитки при контакте с фильтратом промывочной жидкости на водной основе.

5. Выделить основные факторы, отражающие склонность коллектора к капиллярной пропитке коллектора в процессе вскрытия бурением.

6. Обосновать интегральный показатель, характеризующий фактическую капиллярную активность терригенного коллектора при контакте с фильтратом промывочной жидкости.

7. Разработать с учётом интегрального показателя принципы управления капиллярной активностью терригенных коллекторов.

Научная новизна

1. Теоретически обосновано и на примере природных и искусственных гранулярных образцов горных пород экспериментально подтверждено, что начальная скорость капиллярного проникновения фильтрата бурового раствора на водной основе в газонасыщенный коллектор проницаемостью менее 100 • 10-3 мкм2 и водонасыщенностью менее 20% сопоставима со скоростью фильтрации от гидравлического перепада давления.

2. Разработана новая методика контроля кинетики капиллярной пропитки терригенного коллектора, основанная на регистрации изменения веса (массы) образца породы, погруженного в фильтрат бурового раствора на водной основе, позволяющая определить начальную скорость капиллярной пропитки в зависимости от водонасыщенности и характера смачиваемости коллектора.

3. Впервые предложен комплексный показатель % для экспериментального прогнозирования капиллярной активности коллектора по начальной скорости пропитки керна фильтратом промывочной жидкости, учитывающий совокупность влияния на процесс пропитки размеров и конфигурации пор, контактного угла смачивания, величины поверхностного натяжения, фазовой проницаемости и пористости.

Основные защищаемые положения

1. Комплексный показатель капиллярной активности коллектора, определяемый весовым методом, даёт возможность оценить начальную скорость и объём капиллярной пропитки при вскрытии бурением.

2. При начальной водонасыщенности газонасыщенного терригенного коллектора ниже 30% начальная скорость капиллярной пропитки при вскрытии бурением может быть сопоставима со скоростью фильтрационного проникновения.

3. Начальная скорость капиллярной пропитки водного фильтрата промывочной жидкости в газонасыщенных образцах в 15-20 раз выше начальной скорости капиллярной пропитки нефтенасыщенных коллекторов при однотипной смачиваемости и структуры порового пространства.

4. Снижение величины начальной скорости и объёма капиллярной пропитки в забойных условиях водным фильтратом промывочной жидкости в терригенных коллекторах зависит от типа и концентрации ПАВ (например, при содержании в фильтрате 0,1% реагента Safe-Surf WN скорость продвижения фронта пропитки и для нефтенасыщенных и для газонасыщенных коллекторов снижается в среднем на 33%).

Теоретическая и практическая значимость

1. Сопоставлены величины межфазного натяжения растворов поверхностно -активных реагентов ECF-1840, ECF-1841, Safe-Surf O, Safe-Surf WN и Нефтенол К в зависимости от их концентраций в фильтратах буровых растворов на водной основе при различных сочетаниях термобарических условий.

2. Оценка капиллярной активности коллектора даёт возможность корректировать свойства фильтрата бурового раствора для ограничения размера зоны проникновения фильтрата в пласт вокруг ствола скважины, а, следовательно, сокращения продолжительности выхода на рабочий режим притока пластового флюида при освоении.

3. Классификация терригенных коллекторов по показателю капиллярной активности дает возможность на этапе проектирования определить необходимость регулирования межфазного натяжения фильтратов бурового раствора на водной основе для вскрытия продуктивного коллектора в режиме бурения на равновесии или на депрессии.

4. Разработанный метод для определения капиллярной активности терригенного коллектора путём контроля веса образцов при контакте с водными фильтратами информативен и доступен для использования в промысловых условиях.

5. Экспериментально установлена необходимость учёта зависимости межфазного натяжения фильтрата промывочной жидкости от термобарических условий, типа и концентрации ПАВ. Так, для терригенных коллекторов Тульского горизонта Пермского края наиболее эффективен Safe-Surf WN, который при 0,1% содержании в фильтрате бурового раствора в скважинных условиях (900С и 34,5МПа) обеспечивает межфазное натяжение ниже 10-3 Н/м.

Методы научного исследования. Решение поставленных задач осуществлялось автором как экспериментально, так и путем анализа и обобщения доступных баз данных других авторов. Экспериментальные исследования процесса самопроизвольной капиллярной пропитки были проведены в лабораториях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Личный вклад автора заключается в обобщении теоретических и промысловых исследований процесса самопроизвольной капиллярной пропитки низкопроницаемых газонасыщенных коллекторов; в планировании, выполнении и анализе данных моделирования и эксперимента на керновом материале; в разработке рекомендаций по составу бурового раствора для регулирования капиллярной активности терригенных пород-коллекторов.

Апробация работы. Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на 67, 68, 69, 70 и 71 Международных молодежных научных конференциях "Нефть и газ" (Москва: ФГБОУ ВО РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 9-12 апреля 2013, 14-16 апреля 2014, 14-16 апреля 2015, 18-20 апреля 2016, 18-20 апреля 2017), Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 50-летию ТИИ-ТюмГНГУ, 20-23 мая 2013г.; 10 и 11 Всероссийских конференцииях молодых

ученых, специалистов и студентов "Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)" (Москва: ФГБОУ ВО РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 8-11 октября 2013, 20-23 октября 2015); 7, 8 Международном Молодежном Научно-практическом Конгрессе «Нефтегазовые горизонты» ("Oil and Gas Horizons") (Москва: ФГБОУ ВО РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 24-26 ноября 2015, 23-25 ноября 2016), 11-й Всероссийской Научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва: ФГБОУ ВО РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 8-10 февраля 2016), IV Международной научно-практической конференции «Булатовские чтения» (Краснодар, 31 марта 2020). Международной научно-практической конференции «Прорывные технологии в разведке, разработке и добыче углеводородного сырья (Санкт-Петербург, 15-16 ноября 2022 года).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликована 21 печатная работа, в том числе 7 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки России и международные реферативные базы данных и системы цитирования, а также 14 работ, опубликованных в других изданиях.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, содержащего основные результаты и выводы, и трех приложений. Общий объем работы составляет 121 страницу печатного текста, в том числе 21 таблицу, 32 рисунка. Список литературы включает 227 источников.

Благодарности. Автор выражает особую благодарность своему научному руководителю, доктору технических наук, профессору Валерию Михайловичу Подгорнову за постоянную поддержку и внимание при выполнении диссертации. Автор выражает искреннюю признательность преподавателям кафедры бурения нефтяных и газовых скважин: проф. Евгению Григорьевичу Леонову, доц. Алексею Игоревичу Архипову, Ясину Насери за ценные советы, консультации и предложения при обсуждении работы. Отдельную благодарность за помощь в подготовке диссертации автор выражает доктору геолого-минералогических наук, профессору Александру Дмитриевичу Дзюбло, генеральному директору ООО

«АКРОС» Петру Леонидовичу Рябцеву, заведующему кафедрой «Инжиниринговые технологии» Инженерно-технологического института Кызылординского университета имени Коркыт ата Нуржану Султанулы Сулейменову.

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

ГЛАВА 1. ОБЗОР РОЛИ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ ЗОНЫ ПРОНИКНОВЕНИЯ

1.1 Способы классификации механизмов, вызывающих снижение проницаемости пласта при первичном вскрытии

Часть нефтяного или газового пласта, которая находится в непосредственной близости от ствола скважины, называется призабойной зоной пласта (ПЗП). Ее состояние существенно влияет на показатели работы отдельной скважины и месторождения в целом. При работах, связанных со строительством и эксплуатацией скважины, в ПЗП происходят необратимые изменения, зачастую приводящие к значительному снижению фильтрационных свойств пласта в этой зоне. Эти процессы сопровождаются снижением объема извлекаемых углеводородов. В ряде случаев продуктивность скважины может упасть ниже рентабельности ее эксплуатации. Для повышения продуктивности применяется ряд методов воздействия на ПЗП, среди которых можно выделить повышение качества первичного вскрытия и совершенствование технологии заканчивания скважин, применение гидроразрыва пласта, бурение многозабойных скважин и т.д. Однако, проблема сохранения или повышения проницаемости в ПЗП, в зоне, контактирующей с трещинами ГРП, перфорационными каналами, остается одной из основополагающих проблем повышения коэффициента извлечения углеводородов, решение которой позволит повысить эффективность разработки месторождений, особенно сложенных низко проницаемыми коллекторами.

Исследование процессов, происходящих в ПЗП на различных этапах жизненного цикла скважины, началось много десятилетий назад и продолжается до настоящего времени. В нашей стране и за рубежом эти исследования проводились специалистами, работающими на производстве, в университетах и научных учреждениях под руководством В.А. Амияна, О.К. Ангелопуло, М.О. Ашрафьяна, Г.А. Бабаляна, Г.И. Баренблата, П.С. Васильева, Ш.К. Гиматудинова, Б.В.

Дерягина, Ю.П. Желтова, К.Ф. Жигача, Б.В. Касперского, Н.М. Касьянова, В.Н. Кошелева, А.А. Кочешкова, Ф.И. Котяхова, М.М. Кусакова, А.Х. Мирзаджанзаде, И. Л. Мархасина, Н.Н. Михайлова, И.Т. Мищенко, Г.Т. Овнатанова, В.П. Овчинникова, В.М. Подгорнова, Н.Р. Рабиновича, П.А. Ребиндера, В.М. Рыжика, В.А. Сидоровского, В.М. Соловьева, М.Л. Сургучева, С.А. Христиановича, Р.С. Яримейчука и других, за рубежом - А. Абрамса, Д. Амикса, Б. Бенниона, М.К. Леверетта, Р.Х. Брукса, А.Т. Кори, Ф. Цивана, С.А. Холдича, Т. Грея, Х. Дарли, У. Фертля и Л.А. Раппопорта и многих других.

Изменение состояния ПЗП определяется начальными свойствами пласта и технологическими процессами, происходящими при строительстве скважины. Практически во всех исследованиях, связанные с повышением продуктивности скважин признается определяющая роль фильтрации промывочных жидкостей на состояние ПЗП. Отчасти, это связано с необходимостью создания репрессии на разбуриваемые пласты [2, 7, 9, 15, 27, 30, 47, 48, 49, 154].

Современная наиболее широко распространенная технология первичного вскрытия пластов предусматривает создание репрессии на пласт, создаваемой буровым раствором на водной основе. Буровой раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсной фазой которого выступают глина, полимеры или иные структурообразующие компоненты. Дисперсионной средой бурового раствора на водной основе является вода с растворенными в ней добавками, применяющимися для регулирования различных параметров бурового раствора.

По данным В.М. Подгорнова при контакте бурового раствора и пластом реализуются многообразные процессы: гидродинамическая фильтрация, кольматация, диффузионный, конвективный и капиллярный массопереносы; деформация и разрушение породы; суффозия и возникают сложные многофазные многокомпонентные фильтрационные течения. В результате этих процессов состояние ПЗП необратимо изменяется [39]. Также необходимо учесть, что вышеуказанные процессы в ПЗП могут быть происходить неравномерно из-за неустановившихся распределений температуры, давления, напряжений и

флюидонасыщенности насыщенности. Комплексный, многофакторный характер процессов, происходящих в ПЗП, большое количество влияющих факторов, взаимовлияние и взаимоналожение этих процессов предопределяют важность разработки особого подхода к исследованию этих процессов.

Прежде всего необходимо классифицировать все вышеуказанные процессы. Подходов к классификации очень большое количество. Рассмотрим некоторые из них.

В работе [184] все механизмы повреждения пласта разделены на три группы:

1. Механические воздействия.

2. Химические воздействия.

3. Биологические воздействия.

К механическим относятся: миграция частиц, защемление фаз, и внедрение твердой фазы бурового раствора. К химическим - набухание и диспергирование глин, растворение скелета, адсорбция, выпадение в осадок твердых частиц, асфальтенов, парафинов и изменение смачиваемости. Биологические воздействия включают в себя последствия деятельности аэробных и анаэробных бактерий. В работе [72] данная классификация дополнена четвертым пунктом: термическое воздействие, которое включает различные механизмы, активирующиеся при изменении температуры.

В работе [33] проводится разделение механизмов, вызывающих повреждение пласта по воздействующей фазе: твердой фазе и фильтрату технологических жидкостей.

В работах [44, 73, 203] указано, что повреждение пласта для горизонтальных скважин имеет большее значение следствие следующих факторов: 1) более длительное время контакта бурового раствора с породой увеличивает радиус зоны проникновения проникновения фильтрата бурового раствора в пласт; 2) снижение давления зачастую приводит к неравномерной очистке стенок скважины от фильтрационной корки; 3) поскольку горизонтальные скважины чаще всего заканчиваются открытым стволом или фильтром, то влияние качества первичного

вскрытия пласта становится решающим. Кроме того, в работе [73] приведены основные механизмы, вызывающие повреждение пласта при бурении:

1. Несовместимость пластовых флюидов с фильтратом бурового раствора, что может вызвать выпадение нерастворимого осадка, асфальтенов, образование эмульсий.

2. Несовместимость скелета породы с фильтратом бурового раствора, что приводит к набуханию и гидратации глинистых минералов.

3. Миграция в пласт твердых частиц, содержащихся в буровом растворе (утяжелителя, кольматирующего материала) или частиц горной породы, образовавшихся в результате работы долота. Эти микрочастицы, в основном, имеют размер до 20 мкм, и не могут быть удалены наземным оборудованием для очистки бурового раствора.

4. Водная блокада. Повышение водонасыщенности в околоскважинной зоне приводит к значительному снижению проницаемости по нефти или газу. Если перепад давления, приложенный при освоении будет недостаточно велик для того, чтобы удалить фильтрат из ПЗП, то это может привести к большим проблемам при освоении скважины.

5. Адсорбция/изменение смачиваемости. Большинство буровых растворов содержит большое количество химических добавок для улучшения их характеристик. В некоторых случаях эти добавки могут быть несовместимы с породой или пластовыми флюидами или иметь высокую предрасположенность к адсорбции на стенках пор. Это может привести к снижению проницаемости из-за адсорбции полимеров, изменению смачиваемости из-за адсорбции ПАВ, что может привести к снижению проницаемости по нефти и увеличению проницаемости по воде.

6. Биологическая активность. Аэробные и анаэробные бактерии могут попасть в пласт в процессе бурения, если бактерициды подобраны неверно, или имеют слишком низкую концентрацию. Рост бактерий может вызвать снижение проницаемости из-за образования в результате жизнедеятельности бактерий и

дальнейшей адсорбции полимеров с большой молекулярной массой. Также, в результате жизнедеятельности бактерий может вырабатываться сероводород, что при добыче принесет дополнительные трудности с точки зрения безопасности и защиты от коррозии.

Кроме того, в работе [99] отмечается, что изменение смачиваемости породы с может значительно снизить проницаемость для нефти и увеличить проницаемость по воде. И, поскольку, большинство химических добавок, особенно ПАВ и ингибиторы коррозии, могут менять смачиваемость, необходимо четкое понимание, как эти добавки могут повлиять на продуктивность скважины.

При том, что многими авторами величина репрессии на пласт считается одним из важнейших параметров, определяющих размер зоны проникновения и степень снижения проницаемости в ПЗП, бурение на депрессии предлагается в качестве альтернативы, позволяющей проводить бурение в интервалах поглощений, минимизирую и зону проникновения фильтрата в пласт.

Однако, исследователями [76, 78, 79, 80, 136] показано, что бурение на депрессии не исключает некоторые типы повреждения пласта. А в некоторых случаях, даже имеет свои собственные механизмы повреждения пласта. Основными механизмами повреждения пласта при бурении на депрессии являются:

1. Поступление фильтрата и твердой фазы бурового раствора, в моменты, когда не поддерживается заданный уровень депрессии.

2. Процесс самопроизвольной противоточной капиллярной пропитки, в результате которого фильтрат бурового раствора попадает в ПЗП.

3. Оплавление и механическое повреждение стенок скважины, вызванное низкой теплоемкостью циркулирующего флюида, неэффективной смазывающей способностью и турбулентностью потока.

На рисунке 1.1 приведена схема, охватывающая большинство процессов, оказывающих негативное влияние на ПЗП [72, 97].

Рисунок 1.1 - Классификация механизмов повреждения ПЗП По данным исследований Подгорнова В.М. [39] все механизмы, вызывающие изменение состояния ПЗП, можно разделить по движущей силе, типу воздействия и получающимся результатам (таблица 1.1).

Таблица 1.1 - Классификация механизмов, вызывающих изменение состояния ПЗП

Процесс (движущая сила) Тип воздействия в ПЗП Результат воздействия

Физический (механические нагрузки) Высокие эффективные напряжения в породе Деформация и разрушение скелета

Кольматация продуктами разрушения скелета

Гидравлический (статическое, динамическое и циклическое давление) Фильтрация жидкой фазы в коллектор Формирование зоны проникновения в ПЗП

Проникновение твёрдой фазы в коллектор Кольматация коллектора

Смешивание газообразных и жидких фаз в динамическом и циклическом режиме Образование эмульсий

Образование газовых дисперсий

Термобарический (градиент температуры и давления) Фазообразование при изменении термобарического состояния Выделение газа при давлении ниже давления насыщения газом

Конденсация тяжелых углеводородов

Химический (химический потенциал) Химическое взаимодействие скважинных растворов Растворение породы на стенках скважины

Образование осадков в результате реакции обмена

Деструкция реагентов

Физико-химический (физико-химический градиент) Диспергирование породы Увеличение дисперсной фазы в коллекторе

Набухание минералов коллектора Сокращение открытой пористости

Абсорбция и адгезия реагентов и ПАВ Образование плёнок на поверхности пор и трещин

Капиллярные процессы при контакте скважинных растворов с коллектором Проникновение смачивающей фазы в ПЗП

Диффузионный и осмотический массоперенос «скважина-пласт» Выравнивание минерализации

Электрохимический (величина ЭДС) Электро-химическая активность Изменение диффузионно-адсорбционного потенциала

Механизм повреждения пласта, преобладающий в том или ином случае каждый раз будет разный. Это зависит от свойств пласта. Без лабораторных экспериментов невозможно заранее сказать, какой из механизмов повреждения ПЗП будет играть ведущую роль [73].

Более того, на каждом этапе жизненного цикла скважины могут преобладать различные механизмы повреждения пласта. В работе [58] приведена классификация механизмов повреждения пласта по степени существенности на различных этапах жизненного цикла скважины.

Amaefule J.O. [58] классифицировал факторы, влияющие на продуктивность нефтяных и газовых скважин, на следующие три группы:

1. Минералогические.

2. Взаимодействие породы и флюидов.

3. Несовместимость пластовых и скважинных флюидов.

Следует отметить, что применение различных методов интенсификации притока, как, например, гидроразрыва пласта, также не может полностью избежать вышеуказанных трудностей. Конечно, в этом случае состояние ПЗП играет не такую существенную роль, поскольку трещины распространяются далеко за ее пределы, однако, некоторые механизмы, вызывающие снижение коллекторских свойств, точно также действуют в трещинах ГРП. К таким относится, в том числе и самопроизвольная капиллярная пропитка. Поэтому, подбор состава жидкостей для ГРП оказывает влияние на производительность скважины [112, 113, 137].

В работе [207] все механизмы, вызывающие повреждение пласта классифицируются по масштабу, в котором они проявляются наиболее существенно. Всего выделяется четыре уровня: микропоры, макропоры, микротрещины и макротрещины. Отмечается, что в низкопроницаемых коллекторах проникновение фильтрата происходит на разных уровнях под воздействием различных движущих сил. Это приводит к снижению проницаемости на разных уровнях. На уровне микро и макропор проникновение фильтрата бурового раствора является основным механизмом, повреждающими пласт, в то

время как кольматация твердой фазой является таким механизмом на уровнях микро и макротрещин.

В работах [56, 77] подробно рассматриваются механизмы снижения проницаемости за счет защемления фаз при контакте скважинных и пластовых флюидов. Указано, что любое сочетание фаз в скважине и пласте может вызвать защемление фаз: при вскрытии газовых пластов раствором на водной или нефтяной основе, вскрытии нефтенасыщенных пластов жидкостью на водной основе или выделившимся из нефти газом и т.д. Для снижения повреждения пласта описаны две группы методов. Первая группа направлена на предотвращение защемления фаз, вторая на очистку от защемлённой фазы. Среди способов предотвращения защемления фаз большое внимание уделено контролю межфазного натяжения, как фактора, влияющего на капиллярное давление и капиллярную пропитку.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Бороздин Сергей Олегович, 2024 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. А. с. 1121411 СССР, МКИ Е21 В49/00. Способ определения капиллярного давления в образце горной породы/ В.М. Подгорнов, Юсев аль Ибрагим. Опубл. 30.10.84. Приоритет изобретения 29.06.1983.

2. Амиян В. А. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта / В. А. Амиян, В. В. Амиян. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 50 с.

3. Антонов Ю. Е., Ельцов И. Н. Влияние капиллярных сил на формирование зоны проникновения //Каротажник. - 2011. - №. 4. - С. 57-74.

4. Барабанов В.Л. Эмпирические параметры модели противоточной капиллярной пропитки горных пород // Геофизические исследования. 2014. Т. 15. № 1. С. 27-52.

5. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211 с.

6. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. - М.: Недра, 1972. - 288 с.

7. Басарыгин Ю. М. и др. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин //М.: ООО «Недра-Бизнесцентр. - 2001. - С. 492.

8. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1972. -256 с.

9. Бороздин С.О. Кинетика капиллярной пропитки при вскрытии бурением низкопроницаемых гранулярных коллекторов / С.О. Бороздин, В.М. Подгорнов // Газовая промышленность. - 2019. - № 10(791). - С. 94-98.

10. Бороздин С.О. Обработка ПАВ буровых растворов на водной основе для снижения межфазного натяжения фильтратов с учётом термобарических условий вскрытия бурением продуктивных отложений / С. О. Бороздин, В. М. Подгорнов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2020. - № 4(328). - С. 36-39. - DOI 10.33285/0130-3872-2020-4(328)-36-39.

11. Бороздин С.О. Чувствительность коллектора к физико-химическим процессам при формировании зоны проникновения / С.О. Бороздин, В.М. Подгорнов // Газовая промышленность. - 2016. - № 4(736). - С. 21-25.

12. Бороздин С.О. Экспериментальное определение зависимости межфазного натяжения от термобарических условий при обработке бурового раствора поверхностно-активными веществами / С. О. Бороздин, В. М. Подгорнов // Газовая промышленность. - 2020. - № 8(804). - С. 74-77.

13. Гайворонский И. Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири / И. Н. Гайворонский, Г.Н. Леоненко, В.С. Замахаев - М: ЗАО «Геоинформмарк», 2000 -364 с.

14. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. - Рипол Классик, 1986.

15. Грей Д. Р., Дарли Г. С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) //М.: Недра. - 1985. - С. 509.

16. Гудок Н. С. Изучение физических свойств пористых сред. - Недра,

1970.

17. Жилин А. А., Федоров А. В. Физико-математическое моделирование процессов капиллярной пропитки пористых материалов //Прикладная механика и техническая физика. - 2009. - Т. 50. - №. 1. - С. 42-51.

18. Заканчивание скважин./Подгорнов В.М./Учебник для ВУЗов/ «Недра», 2008 -т.1

19. Изучение кинетики впитывания жидкостей в пористые среды: Метод. указания/ КПФУ; Сост.: Ф.А. Губайдуллин, П.В. Исаев. Казань, 2017. - 11 с.

20. Каракчиев Э.И. О влиянии виброакустического воздействия на интенсивность капиллярных процессов при разработке залежи высоковязкой нефти // Техноэкогеофизика - новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в XXI веке: Материалы I Всероссийской геофизической конференции-ярмарки, Ухта, 1-5 окт. 2002 г. Ухта: УГТУ, 2002. С.179-182

21. Коротаев Ю. П. и др. Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах //Недра. - 1979. - Т. 3. - С. 1187-1194.

22. Кузнецов О. Л. и др. Экспериментальные исследования //Сейсмоакустика пористых и трещиноватых сред. - 2004. - Т. 2.

23. Лобанов Е. М. Аналитические и численные решения противоточной капиллярной пропитки //Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2012. - №. 1 (5). - С. 37.

24. Лобанов Е. М. О зависимости противоточной капиллярной пропитки от времени //Инженерно-физический журнал. - 2012. - Т. 85. - №. 2. - С. 370-377.

25. Макарова А. А., Михайлов Д. Н., Шако В. В. Моделирование влияния на динамику начальной стадии добычи измененных фильтрационных свойств околоскважинной зоны при первичном вскрытии //Геофизические исследования. -2014. - Т. 15. - №. 1. - С. 53-65.

26. Мартос В.Н., Палащенко Р.Ю. Кинематика противоточной капиллярной пропитки изотропной пористой среды // Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений: Сб. научн. трудов ВНИИнефти. Вып. 143. М., 2010. С.68-77.

27. Мархасин И. Л. Исследование свойств и структуры граничных слоев // Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин: Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции - Ивано-Франковск: ИФИНГ, 1982. - С. 7-8.

28. Михайлов, Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон /Н.Н. Михайлов. — Москва: Недра, 1996. — 339с.

29. Москаленко Т. В., Данилов О. С. Влияние ультразвука на степень извлечения гуминовых кислот из бурого угля Кангаласского месторождения //Природные ресурсы Арктики и Субарктики. - 2009. - №. 1. - С. 43-45.

30. Неудачина А. П. Пути повышения качества вскрытия продуктивных пластов при аномально низких пластовых давлениях // Вскрытие продуктивных

горизонтов и освоение нефтегазовых скважин: Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции - Ивано-Франковск: ИФИНГ, 1982. - С. 26-27.

31. Низовцев М. И., Стерлягов А. Н., Терехов В. И. Распространение теплового фронта при капиллярной пропитке пористых материалов //Ползуновский вестник. - 2010. - №. 1. - С. 39-43.

32. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. - М.: Недра, 1970. - 312

с

33. Овчинников В. П. и др. Заканчивание скважин. - 2011.

34. Описание прибора KRUSS DSA 100 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.kmss-scientific.com/fileadmin/user_upload/website/brochures/kruss-bro-advance-en.pdf (дата обращения: 19.07.2020).

35. Описание реагента Safe-Surf WN [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://reestrmform.ru/reestr-sgr/reg-RU.77.99.32.008.%D0%95.014689.05.11.html (дата обращения: 19.07.2020).

36. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1976.

37. Подгорнов В. М., Бороздин С. О. Влияние фильтратов буровых растворов на остаточную водонасыщенность и проницаемость гранулярных газонасыщенных образцов //Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2012. -№. 1. - С. 12-15.

38. Подгорнов В. М., Ведищев И. А. Практикум по заканчиванию скважин. - 1985.

39. Подгорнов В.М. Заканчивание скважин. Часть 2. Формирование призабойной зоны скважины: Учебник для вузов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2008. -253 с.

40. Подгорнов В.М. Метод экспериментальных исследований проникновения фильтрата раствора в низкопроницаемый коллектор / В. М.

Подгорнов, О. К. Ангелопуло, А. З. Левицкий, С. О. Бороздин // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2011. - № 4. - С. 38-42.

41. Подгорнов В.М. Прогнозирование кинетики капиллярной пропитки газонасыщенного коллектора водной фазой бурового раствора / В.М. Подгорнов, А.Д. Дзюбло, С.О. Бороздин // Нефтяное хозяйство. - 2023. - № 1. - С. 58-61. - Б01 10.24887/0028-2448-2023-1-58-61.

42. Программное обеспечение KRUSS DSA [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.kruss-scientific.com/products/drop-shape/dsa100/drop-shape-аиа1у2ег-

dsa100/?gc1id=Cj0KCQiAyKrxBRDHARIsAKCzn8z0aK631HhU9Gr7DB4u6AExj7R Ifzy_z2tAwfAxdxDts2TDaFГОBM0aAtEBEALw_wcB (дата обращения: 19.07.2020).

43. Руководство по эксплуатации прибора для измерения межфазного натяжения KRUSS DSA 100. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.manua1s1ib.com/manua1/1382270/Kruss-Dsa100.html#manual (дата обращения: 19.07.2020).

44. Справочник инженера-нефтяника. Т. 4 / [М. Уиггинс, Д. Раддок, Дж. Клегг, Э. Клементич и др.]; гл. ред. Ларри Лейк; под ред. Джо Данн Клегга; пер. с англ. под ред. А. Б. Золотухина. - Ижевск [и др.]: Институт компьютерных исследований, 2017. - XXXVII, 1192 с.: ил., табл. - (Нефтегазовый инжиниринг / ПАО "Газпром нефть").

45. Сургучев М.Л. Влияние условий вскрытия пластов на продуктивность скважин и нефтеотдачу// Нефтяное хозяйство. - 1973. - № 11. - С.29-31.

46. Физика нефтяного пласта /Амикс Дж., Басс Д. и Уайтинг Р./М., Гостоптехиздат, 1962 г.

47. Ягафаров А. К. и др. Теоретические и практические аспекты методологии вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков //Нефтяное хозяйство. - 2004. - №. 12. - С. 32-35.

48. Ягафаров А.К. Анализ результатов испытания поисково-разведочных скважин / А. К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, Ю.С. Красневский, А.С. Кундин, Ю.А.

Стовбун, Ю.В. Мотовилов, В.К. Федорцов, Х.Н. Музипов, Б.А. Ерка, И.О. Коровина. И.А. Кудрявцев, О.В. Нагарев, К. А. Ухалов - М.: ВНИИОЭНГ, 2003. -256 с.

49. Яремийчук Р. С., Качмар Ю. Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин //Львов: Вища школа. Издательство при Львовском университете -1982.-151 с.

50. Яриз В.А., Черниченко В.А., Быков Л.Ф. Оптимизация и модернизация способов глубокой пропитки древесины // Материалы конференции "Импрегнация капиллярно-пористых тел", г. Днепропетровск, 26-28 октября 2005 г. Днепропетровск: Изд-во ДГУ, 2005. С.40-43

51. Ярмахов И.Г. Численное исследование процесса формирования зоны проникиовении промывочной жидкости // Численные методы в геофизике. - М.: МГУ, 1979. - с. 87-109.

52. Abd A. S. et al. A review of the phenomenon of counter-current spontaneous imbibition: Analysis and data interpretation //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2019. - Т. 180. - С. 456-470.

53. Akin S., Kovscek A. R. Imbibition studies of low-permeability porous media //SPE western regional meeting. - OnePetro, 1999.

54. Al-Arfaj M., Al-Osail M., Sultan A. Monitoring imbibition of water into shale pore system: State of the art //SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. - OnePetro, 2017.

55. Al-Attar H. H. Experimental study of spontaneous capillary imbibition in selected carbonate core samples //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2010. - Т. 70. - №. 3-4. - С. 320-326.

56. Alkouh A., Wattenbarger R. A. New advances in shale reservoir analysis using flowback data //SPE eastern regional meeting. - OnePetro, 2013.

57. Alvarez J. O., Schechter D. S. Wettability alteration and spontaneous imbibition in unconventional liquid reservoirs by surfactant additives //SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2017. - Т. 20. - №. 01. - С. 107-117.

58. Amaefule J. O. et al. Advances in formation damage assessment and control strategies //Annual technical meeting. - OnePetro, 1988.

59. Andersen P. 0. et al. Numerical interpretation of laboratory spontaneous imbibition-incorporation of the capillary back pressure and how it affects SCAL //Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. - OnePetro, 2017.

60. Andersen P. 0., Evje S., Hiorth A. Modeling of Spontaneous-Imbibition Experiments With Porous Disk—On the Validity of Exponential Prediction //SPE Journal. - 2017. - T. 22. - №. 05. - C. 1326-1337.

61. Andersen P. 0., Evje S., Kleppe H. A model for spontaneous imbibition as a mechanism for oil recovery in fractured reservoirs //Transport in porous media. - 2014.

- T. 101. - №. 2. - C. 299-331.

62. Arabjamaloei R. et al. Numerical model of countercurrent spontaneous imbibition in underbalanced drilling: formation damage investigation //Petroleum science and technology. - 2011. - T. 29. - №. 16. - C. 1615-1624.

63. Arihara N. et al. Analysis of spontaneous capillary imbibition for improved oil recovery //SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. - OnePetro, 2004.

64. Ashraf S., Visavale G., Phirani J. Spontaneous imbibition in randomly arranged interacting capillaries //Chemical Engineering Science. - 2018. - T. 192. - C. 218-234.

65. Austad T., Milter J. Spontaneous imbibition of water into low permeable chalk at different wettabilities using surfactants //International Symposium on Oilfield Chemistry. - OnePetro, 1997.

66. Babadagli T. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition of surfactant solution //Oil & gas science and technology. - 2005. - T. 60. - №. 4. - C. 697710.

67. Baldwin B. A., Spinler E. A. In situ saturation development during spontaneous imbibition //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2002. - T. 35.

- №. 1-2. - C. 23-32.

68. Behbahani H. S., Di Donato G., Blunt M. J. Simulation of counter-current imbibition in water-wet fractured reservoirs //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2006. - T. 50. - №. 1. - C. 21-39.

69. Behbahani H., Blunt M. J. Analysis of imbibition in mixed-wet rocks using pore-scale modeling //Spe Journal. - 2005. - T. 10. - №. 04. - C. 466-474.

70. Bell J. M., Cameron F. K. Movement of liquids through capillary tubes //J. Phys. Chem. - 1906. - T. 10. - C. 658-674.

71. Benavente D. et al. Predicting the capillary imbibition of porous rocks from microstructure //Transport in porous media. - 2002. - T. 49. - №. 1. - C. 59-76.

72. Bennion B. Formation damage-the impairment of the invisible, by the inevitable and uncontrollable, resulting in an indeterminate reduction of the unquantifiable! //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1999. - T. 38. - №. 02.

73. Bennion D. B. et al. Fluid design to minimize invasive damage in horizontal wells //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1996. - T. 35. - №. 09.

74. Bennion D. B. et al. Low permeability gas reservoirs and formation damage-tricks and traps //SPE/CERI Gas Technology Symposium. - OnePetro, 2000.

75. Bennion D. B. et al. Remediation of water and hydrocarbon phase trapping problems in low permeability gas reservoirs //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1999. - T. 38. - №. 08.

76. Bennion D. B. et al. Underbalanced drilling and formation damage-is it a total solution? //Annual Technical Meeting. - OnePetro, 1994.

77. Bennion D. B. et al. Water and oil base fluid retention in low permeability porous media-an update //Canadian International Petroleum Conference. - OnePetro, 2006.

78. Bennion D. B., Thomas F. B. Recent Investigations into formation damage in horizontal wells during overbalanced and underbalanced drilling and completion procedures //2nd Annual Conference on Emerging Technology-Coiled Tubing-Horizontal Wells-Extended Reach and Multilaterals, June, Aberdeen, Scotland. - 1994.

79. Bennion D. B., Thomas F. B. Underbalanced drilling of horizontal wells: Does it really eliminate formation damage? //SPE Formation Damage Control Symposium. - OnePetro, 1994.

80. Bishop S. R. The experimental investigation of formation damage due to the induced flocculation of clays within a sandstone pore structure by a high salinity brine //SPE European formation damage conference. - OnePetro, 1997.

81. Blair P. M. Calculation of oil displacement by countercurrent water imbibition //SPE Secondary Recovery Conference. - OnePetro, 1960.

82. Bogatyreva E. A., Manakova N. A. Numerical simulation of the process of nonequilibrium counterflow capillary imbibition //Computational mathematics and mathematical physics. - 2016. - Т. 56. - №. 1. - С. 132-139.

83. Bourbiaux B. J., Kalaydjian F. J. Experimental study of cocurrent and countercurrent flows in natural porous media //SPE Reservoir Engineering. - 1990. - Т. 5. - №. 03. - С. 361-368.

84. Bovan K George, Carlos Torres-Verdín, Mojdeh Delshad, Richard Sigal, Farid Zouioueche, Barbara Anderson. A case study integrating the physics of mud-filtrate invasion with the physics of induction logging: assessment of in-situ hydrocarbon saturation in the presence of deep invasion and highly saline connate water. SPWLA 44 th Annual Logging Symposium, June 22-25, 2003. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPWLA-2003-K (Дата обращения: 19.07.2019 г.)

85. Cai J. et al. Capillary imbibition and flow of wetting liquid in irregular capillaries: A 100-year review //Advances in Colloid and Interface Science. - 2022. - С. 102654.

86. Cai J. et al. Fractal characterization of spontaneous co-current imbibition in porous media //Energy & Fuels. - 2010. - Т. 24. - №. 3. - С. 1860-1867.

87. Cai J. et al. Prediction of effective permeability in porous media based on spontaneous imbibition effect //International Journal of Modern Physics C. - 2012. - Т. 23. - №. 07. - С. 1250054.

88. Chahardowli M. et al. Solvent-enhanced spontaneous imbibition in fractured reservoirs //Eage annual conference & exhibition incorporating spe europec. - OnePetro, 2013.

89. Chakraborty N. et al. Permeability evolution of shale during spontaneous imbibition //Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2017. - T. 38. - C. 590596.

90. Chebbi R. Dynamics of liquid penetration into capillary tubes //Journal of colloid and interface science. - 2007. - T. 315. - №. 1. - C. 255-260.

91. Chen C. et al. A many-body dissipative particle dynamics study of spontaneous capillary imbibition and drainage //Langmuir. - 2010. - T. 26. - №. 12. - C. 9533-9538.

92. Chen H. L. et al. Laboratory monitoring of surfactant imbibition with computerized tomography //SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2001. - T. 4. -№. 01. - C. 16-25.

93. Chen P., Mohanty K. K. Surfactant-mediated spontaneous imbibition in carbonate rocks at harsh reservoir conditions //SPE Journal. - 2013. - T. 18. - №. 01. -C. 124-133.

94. Cil M. et al. An examination of countercurrent capillary imbibition recovery from single matrix blocks and recovery predictions by analytical matrix/fracture transfer functions //SPE Annual Technical Conference and Exhibition?. - SPE, 1998. - C. SPE-49005-MS.

95. Cil M., Reis J. C. A multi-dimensional, analytical model for counter-current water imbibition into gas-saturated matrix blocks //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 1996. - T. 16. - №. 1-3. - C. 61-69.

96. Civan F. Analyses of processes, mechanisms, and preventive measures of shale-gas reservoir fluid, completion, and formation damage //SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. - OnePetro, 2014.

97. Civan F. Reservoir formation damage: fundamentals, modeling, assessment, and mitigation. - Gulf Professional Publishing, 2023.

98. Coskuner G. Completion operations in low permeability deep basin gas reservoirs: to use or not to use aqueous fluids, that is the question //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2006. - Т. 45. - №. 10.

99. Crowell E. C. et al. The design & use of laboratory tests to reduce formation damage in oil & gas Reservoirs //13th Annual Conference of the Ontario Petroleum Institute in Toronto, Ontario, Canada, Oct. - 1991. - С. 9-11.

100. D. B. Bennion, F. B. Thomas and T. Ma, SPE 60324 Recent Advances in Laboratory Test Protocols to Evaluate Optimum Drilling, Completion and Stimulation Practices for Low Permeability Gas Reservoirs, SPE Rocky Mountain Regional Low Permeability Reservoirs Symposium and Exhibition, Denver, 12-15 March, 2000. -[Электронный ресурс.] - Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-60324-MS (Дата обращения 11.10.2015 г.).

101. D. B. Bennion, F. B. Thomas and T. Ma, SPE 60325 Formation Damage Processes Reducing Productivity of Low Permeability Gas Reservoirs, SPE Rocky Mountain Regional Low Permeability Reservoirs Symposium and Exhibition, Denver, 12-15 March, 2000. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-60325-MS (Дата обращения 11.10.2015 г.).

102. D. B. Bennion, F. B. Thomas, R. F. Bietz, D. W. Bennion Water and Hydrocarbon Phase Trapping in Porous Media - Diagnosis, Prevention and Treatment, JCPT, December 1996, Volume 35, No. 10. P. 29-36. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: https://www.onepetro.org/journal -paper/PETSOC-96-10-02 (Дата обращения 11.10.2015 г.).

103. D. B. Bennion, F. B. Thomas, R.F. Bietz, SPE 35577 Low Permeability Gas Reservoirs: Problems, Opportunities and Solutions for Drilling, Completion, Stimulation and Production, Gas Technology Conference, Calgary, 28 April - 1 May 1996. -[Электронный ресурс.] - Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-35577-MS (Дата обращения 11.10.2015 г.).

104. Davis B. B. J., Wood W. D. Maximizing economic return by minimizing or preventing aqueous phase trapping during completion and stimulation operations //SPE Annual Technical Conference and Exhibition?. - SPE, 2004. - C. SPE-90170-MS.

105. Deng L., King M. J. Theoretical investigation of two-ends-open free spontaneous imbibition //Computational Geosciences. - 2020. - T. 24. - №. 2. - C. 933949.

106. Deng L., King M. J. Theoretical investigation of water blocking in unconventional reservoirs due to spontaneous imbibition and water adsorption //Unconventional Resources Technology Conference, Houston, Texas, 23-25 July 2018. - Society of Exploration Geophysicists, American Association of Petroleum Geologists, Society of Petroleum Engineers, 2018. - C. 770-787.

107. Diao Z. et al. Numerical study of the effect of tortuosity and mixed wettability on spontaneous imbibition in heterogeneous porous media //Capillarity. -2021. - T. 4. - №. 3. - C. 50-62.

108. Ding M., Kantzas A., Lastockin D. Evaluation of gas saturation during water imbibition experiments //Canadian International Petroleum Conference. - OnePetro, 2003.

109. DiStefano V. H. et al. Spontaneous imbibition of water and determination of effective contact angles in the Eagle Ford Shale Formation using neutron imaging //Journal of Earth Science. - 2017. - T. 28. - №. 5. - C. 874-887.

110. Du Prey E. L. Gravity and capillarity effects on imbibition in porous media //Society of Petroleum Engineers Journal. - 1978. - T. 18. - №. 03. - C. 195-206.

111. Ekramzadeh M. A. et al. Numerical Simulation of Countercurrent Spontaneous Imbibition in Underbalanced Drilling of Naturally Fractured Reservoirs //Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. - 2012. - T. 34. - №. 20. - C. 1845-1854.

112. Elputranto R., Cirdi A. P., Akkutlu I. Y. Formation Damage Mechanisms Due to Hydraulic Fracturing of Shale Gas Wells //SPE Europec. - OnePetro, 2020.

113. Elputranto R., Yucel Akkutlu I. Near-fracture capillary end effect on shale-gas and water production //SPE Journal. - 2020. - T. 25. - №. 04. - C. 2041-2054.

114. Ghedan S. G., Canbaz C. H., Mtawaa B. Effect of shape factor, IFT and amott method derived wettability on the imbibition process //International Petroleum Technology Conference. - IPTC, 2009. - C. IPTC-14038-MS.

115. Ghosh T., Deb D., Raja Sekhar G. P. Non-classical flow modeling of spontaneous imbibition in spatially heterogeneous reservoirs //Computational Geosciences. - 2020. - T. 24. - C. 1445-1461.

116. Graue A., Fern0 M. A. Water mixing during spontaneous imbibition at different boundary and wettability conditions //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2011. - T. 78. - №. 3-4. - C. 586-595.

117. Guo B., Schechter D. S., Baker R. O. An integrated study of imbibition waterflooding in the naturally fractured Spraberry //SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. - OnePetro, 1998.

118. Guo J. et al. Experimental investigation of spontaneous imbibition in tight sandstone reservoirs //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - T. 193. -C.107395.

119. Hammecker C., Jeannette D. Modelling the capillary imbibition kinetics in sedimentary rocks: Role of petrographical features //Transport in Porous Media. - 1994. - T. 17. - №. 3. - C. 285-303.

120. Hamon G., Vidal J. Scaling-up the capillary imbibition process from laboratory experiments on homogeneous and heterogeneous samples //European petroleum conference. - OnePetro, 1986.

121. Handy L. L. Determination of effective capillary pressures for porous media from imbibition data //Transactions of the AIME. - 1960. - T. 219. - №. 01. - C. 75-80.

122. Hassine M. A. et al. Use of electrical resistance measurement to assess the water saturation profile in porous limestones during capillary imbibition //Construction and Building Materials. - 2018. - T. 165. - C. 206-217.

123. Hatiboglu C. U., Babadagli T. Dynamics of spontaneous counter-current imbibition for different matrix shape factors, interfacial tensions, wettabilities and oil types //Canadian International Petroleum Conference. - OnePetro, 2004.

124. Homayounizadeh M., Shahbazi K., Shadizadeh S. R. The experimental study of formation damage during underbalanced drilling caused by spontaneous imbibition in fractured reservoirs //Oil & Gas Business. - 2013. - №. 3.

125. Hu M. Q., Persoff P., Wang J. S. Y. Laboratory measurement of water imbibition into low-permeability welded tuff //Journal of Hydrology. - 2001. - T. 242. -№. 1-2. - C. 64-78.

126. Hu Y. et al. Mechanisms of fracturing fluid spontaneous imbibition behavior in shale reservoir: A review //Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2020. -T. 82. - C. 103498.

127. Iffly R., Rousselet D. C., Vermeulen J. L. Fundamental study of imbibition in fissured oil fields //Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME. -OnePetro, 1972.

128. Kalaei M. H., Green D. W., Willhite G. P. Numerical modeling of the water imbibition process in water-wet laboratory cores //SPE Western Regional Meeting. -OnePetro, 2010.

129. Kantzas A. et al. Co-current and counter-current imbibition analysis for tight fractured carbonate gas reservoirs //Technical Meeting/Petroleum Conference of the South Saskatchewan Section. - OnePetro, 1997.

130. Karpyn Z. T., Halleck P. M., Grader A. S. An experimental study of spontaneous imbibition in fractured sandstone with contrasting sedimentary layers //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2009. - T. 67. - №. 1-2. - C. 48-56.

131. Kashchiev D., Firoozabadi A. Analytical solutions for 1D countercurrent imbibition in water-wet media //SPE journal. - 2003. - T. 8. - №. 04. - C. 401-408.

132. Kathel P., Mohanty K. K. Wettability alteration in a tight oil reservoir //Energy & fuels. - 2013. - T. 27. - №. 11. - C. 6460-6468.

133. Katz D. L., Lundy C. L. Absence of connate water in Michigan reef gas reservoirs—an analysis //AAPG Bulletin. - 1982. - T. 66. - №. 1. - C. 91-98.

134. Kaul S. P., Erwinsyah P., Schechter D. S. Spontaneous imbibition simulation with Rayleigh-Ritz Finite Element method //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 2004.

135. Khan A. S. et al. Guidelines for numerically modeling co-and counter-current spontaneous imbibition //Transport in Porous Media. - 2018. - T. 124. - №. 3. -C. 743-766.

136. Khansari A. N. Evaluation of well productivity loss due to formation damage caused by spontaneous imbibition in underbalanced drilling //IADC/SPE Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference & Exhibition. - OnePetro, 2009.

137. Kong B. et al. Minimize formation damage in water-sensitive unconventional reservoirs by using energized fracturing fluid //SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control. - OnePetro, 2016.

138. Kovscek A. R., Schembre J. Spontaneous Imbibition in Low Permeability Medium, SUPRI TR-114. - National Petroleum Technology Office, Tulsa, Office, Tulsa, OK (US), 1999. - №. DOE/BC/14994-13.

139. Lakatos I. et al. PVT properties, wettability and capillary forces in unconventional gas reservoirs: topics rarely visited //SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition. - OnePetro, 2011.

140. Lan Q. et al. Advances in understanding wettability of tight and shale gas formations //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - SPE, 2014. - C. SPE-170969-MS.

141. Lan Q. et al. Water loss versus soaking time: spontaneous imbibition in tight rocks //SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition. -European Association of Geoscientists & Engineers, 2014. - T. 2014. - №. 1. - C. 1-12.

142. Lan Q. et al. Wettability of the Montney tight gas formation //SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2015. - T. 18. - №. 03. - C. 417-431.

143. Li C., Singh H., Cai J. Spontaneous imbibition in shale: A review of recent advances //Capillarity. - 2019. - T. 2. - №. 2. - C. 17-32.

144. Li K., Chow K., Horne R. N. Effect of initial water saturation on spontaneous water imbibition //SPE Western Regional Meeting. - SPE, 2002. - C. SPE-76727-MS.

145. Li K., Horne R. N. A general scaling method for spontaneous imbibition //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 2002.

146. Li K., Horne R. N. Characterization of spontaneous water imbibition into gas-saturated rocks //SPE Western Regional Meeting. - SPE, 2000. - C. SPE-62552-MS.

147. Li Y. Analytical solutions for linear counter-current spontaneous imbibition in the frontal flow period //Transport in Porous Media. - 2011. - T. 86. - №. 3. - C. 827850.

148. Li Y. et al. Capillary pressure at a saturation front during restricted counter-current spontaneous imbibition with liquid displacing air //Transport in Porous Media. -2011. - T. 87. - №. 1. - C. 275-289.

149. Li Y. et al. Capillary pressure at the imbibition front during water-oil counter-current spontaneous imbibition //Transport in porous media. - 2009. - T. 77. -№. 3. - C. 475-487.

150. Li Y., Morrow N. R., Ruth D. Similarity solution for linear counter-current spontaneous imbibition //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2003. - T. 39. - №. 3-4. - C. 309-326.

151. Li Y., Yu D., Niu B. Prediction of spontaneous imbibition in fractal porous media based on modified porosity correlation //Capillarity. - 2021. - T. 4. - №. 1. - C. 13-22.

152. Li, Kewen, Chow, Kevin, and Roland N. Horne. "Effect of Initial Water Saturation on Spontaneous Water Imbibition." Paper presented at the SPE Western Regional/AAPG Pacific Section Joint Meeting, Anchorage, Alaska, May 2002. doi: https://doi.org/10.2118/76727-MS

153. Lin W. et al. Spontaneous imbibition in tight porous media with different wettability: Pore-scale simulation //Physics of Fluids. - 2021. - T. 33. - №. 3. - C. 032013.

154. Longeron D. G., Alfenore J., Poux-Guillaume G. Drilling fluids filtration and permeability impairment: performance evaluation of various mud formulations //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 1998.

155. Lucas R. The time law of the capillary rise of liquids //Kolloid-Zeitschrift. -1918. - T. 23. - №. 1. - C. 15-22.

156. Makhanov K., Dehghanpour H., Kuru E. An experimental study of spontaneous imbibition in Horn River shales //SPE Canadian unconventional resources conference. - OnePetro, 2012.

157. Masikewich J. et al. Method of Alleviating Productivity Impairment Due to Aqueous Phase Trapping While Drilling //Annual Technical Meeting. - OnePetro, 1999.

158. Mason G. et al. Spontaneous counter-current imbibition into core samples with all faces open //Transport in porous media. - 2009. - T. 78. - №. 2. - C. 199-216.

159. Mason G., Morrow N. R. Developments in spontaneous imbibition and possibilities for future work //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2013. -T. 110. - C. 268-293.

160. McDougall S. R., Dixit A. B., Sorbie K. S. Network analogues of wettability at the pore scale //Geological Society, London, Special Publications. - 1997. - T. 122. -№. 1. - C. 19-35.

161. Meng M. et al. Investigation on the variation of shale permeability with spontaneous imbibition time: Sandstones and volcanic rocks as comparative study //Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2015. - T. 27. - C. 1546-1554.

162. Meng Q., Liu H., Wang J. A critical review on fundamental mechanisms of spontaneous imbibition and the impact of boundary condition, fluid viscosity and wettability //Advances in Geo-Energy Research. - 2017. - T. 1. - №. 1. - C. 1-17.

163. Miller M. et al. Low Permeability Gas Reservoirs How Low Can You Go? //SPWLA Middle East Regional Symposium. - OnePetro, 2007.

164. Milter J., Oxnevad I. E. I. Spontaneous imbibition in two different chalk facies //Petroleum Geoscience. - 1996. - Т. 2. - №. 3. - С. 231-240.

165. Mirzaei M., DiCarlo D. A., Pope G. A. Visualization and analysis of surfactant imbibition into oil-wet fractured cores //Spe Journal. - 2016. - Т. 21. - №. 01. - С. 101-111.

166. Mirzaei-Paiaman A., Masihi M., Moghadasi J. Formation damage through aqueous phase trapping: a review of the evaluating methods //Petroleum Science and Technology. - 2011. - Т. 29. - №. 11. - С. 1187-1196.

167. Mirzaei-Paiaman A., Saboorian-Jooybari H. A method based on spontaneous imbibition for characterization of pore structure: Application in pre-SCAL sample selection and rock typing //Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2016. - Т. 35. - С. 814-825.

168. Moore T. F., Slobod R. L. Displacement of oil by water-effect of wettability, rate, and viscosity on recovery //Fall meeting of the petroleum branch of AIME. -OnePetro, 1955.

169. Morrow N. et al. Fundamentals of reservoir surface energy as related to surface properties, wettability, capillary action, and oil recovery from fractured reservoirs by spontaneous imbibition. - Univ. of Wyoming, Laramie, WY (United States), 2008.

170. Morrow N. R., Xie X. Oil recovery by spontaneous imbibition from weakly water-wet rocks //Petrophysics-The SPWLA Journal of Formation Evaluation and Reservoir Description. - 2001. - Т. 42. - №. 04.

171. Naar J., Henderson J. H. An imbibition model-its application to flow behavior and the prediction of oil recovery //Society of Petroleum Engineers Journal. -1961. - Т. 1. - №. 02. - С. 61-70.

172. Naseri M., Sinayuc C. Numerical modeling of counter-current spontaneous imbibition during underbalanced drilling //North Africa Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 2012.

173. Newsham K. E. et al. Laboratory and field observations of an apparent sub capillary-equilibrium water saturation distribution in a tight gas sand reservoir //paper SPE. - 2002. - T. 75710. - C. 5-8.

174. Newsham K. E., Rushing J. A., Lasswell P. M. Use of vapor desorption data to characterize high capillary pressures in a basin-centered gas accumulation with ultra-low connate water saturations //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. -OnePetro, 2003.

175. Olafuyi O. A. et al. Spontaneous imbibition in small cores //SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. - SPE, 2007. - C. SPE-109724-MS.

176. Paiaman A. M., Moghadasi J., Masihi M. Formation damage through aqueous phase trapping in gas reservoirs //SPE Deep Gas Conference and Exhibition. -OnePetro, 2010.

177. Patel H. S., Meher R. Modelling of imbibition phenomena in two-phase fluid flow through fractured porous media //Nonlinear Engineering. - 2017. - T. 6. - №. 1. -C. 15-24.

178. Patro D., Bhattacharyya S., Jayaram V. Flow kinetics in porous ceramics: understanding with non-uniform capillary models //Journal of the American Ceramic Society. - 2007. - T. 90. - №. 10. - C. 3040-3046.

179. Pooladi-Darvish M., Firoozabadi A. Cocurrent and countercurrent imbibition in a water-wet matrix block //Spe Journal. - 2000. - T. 5. - №. 01. - C. 3-11.

180. Qasem F. et al. Role of capillary imbibition in partially fractured reservoirs //Canadian International Petroleum Conference. - OnePetro, 2006.

181. Qi Z. et al. Laboratory study on surfactant induced spontaneous imbibition for carbonate reservoir //SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. -OnePetro, 2016.

182. Qin C. Z. et al. Wetting Dynamics of Spontaneous Imbibition in Porous Media: From Pore Scale to Darcy Scale //Geophysical Research Letters. - 2022. - T. 49. - №. 4. - C. 1-10.

183. Qin C. Z., van Brummelen H. A dynamic pore-network model for spontaneous imbibition in porous media //Advances in Water Resources. - 2019. - T. 133. - C. 103420.

184. Qutob H., Byrne M. Formation damage in tight gas reservoirs //SPE European Formation Damage Conference and Exhibition. - OnePetro, 2015.

185. Rose W. A technical note: Theory of spontaneous versus induced capillary imbibition //Transport in porous media. - 2001. - T. 44. - №. 3. - C. 591-598.

186. Rose W. Modeling forced versus spontaneous capillary imbibition processes commonly occurring in porous sediments //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2001. - T. 30. - №. 3-4. - C. 155-166.

187. Roychaudhuri B., Tsotsis T. T., Jessen K. An experimental investigation of spontaneous imbibition in gas shales //Journal of Petroleum Science and Engineering. -2013. - T. 111. - C. 87-97.

188. Ruth D. W. et al. An approximate analytical solution for counter-current spontaneous imbibition //Transport in porous media. - 2007. - T. 66. - №. 3. - C. 373390.

189. Saad A. M. et al. Pore-Scale Spontaneous Imbibition at High Advancing Contact Angles in Mixed-Wet Media: Theory and Experiment //Energy & Fuels. - 2022. - T. 36. - №. 11. - C. 5647-5656.

190. Schechter D. S., Denqen Z., Orr F. M. Capillary imbibition and gravity segregation in low IFT systems //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. -OnePetro, 1991.

191. Schembre J. M. et al. Spontaneous water imbibition into diatomite //SPE Western Regional Meeting. - OnePetro, 1998.

192. Shanley K. W., Cluff R. M., Robinson J. W. Factors controlling prolific gas production from low-permeability sandstone reservoirs: Implications for resource assessment, prospect development, and risk analysis //AAPG bulletin. - 2004. - T. 88. -№. 8. - C. 1083-1121.

193. Shen A., Liu Y., Ali S. M. F. A model of spontaneous flow driven by capillary pressure in nanoporous media //Capillarity. - 2020. - T. 3. - №. 1. - C. 1-7.

194. Shen Y. et al. Water imbibition of shale and its potential influence on shale gas recovery—a comparative study of marine and continental shale formations //Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2016. - T. 35. - C. 1121-1128.

195. Shi Y., Yassin M. R., Dehghanpour H. A modified model for spontaneous imbibition of wetting phase into fractal porous media //Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. - 2018. - T. 543. - C. 64-75.

196. Sohrabi M. et al. Novel insights into mechanisms of oil recovery by use of low-salinity-water injection //Spe Journal. - 2017. - T. 22. - №. 02. - C. 407-416.

197. SPE 168184 A Comprehensive Approach to Estimate Invasion Radius of Mud Filtrate to Evaluate Formation Damage Caused by Overbalanced Drilling Kegang Ling, University of North Dakota h gp, 2014.

198. Standnes D. C. Spontaneous imbibition of water into cylindrical cores with high aspect ratio: Numerical and experimental results //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2006. - T. 50. - №. 2. - C. 151-160.

199. Starov V. M., Zhdanov S. A., Velarde M. G. Capillary imbibition of surfactant solutions in porous media and thin capillaries: partial wetting case //Journal of colloid and interface science. - 2004. - T. 273. - №. 2. - C. 589-595.

200. Takahashi S., Kovscek A. R. Spontaneous Countercurrent Imbibition and Forced Displacement Characteristics of Low-Permeability, Siliceous Shale Rocks //SPE Western Regional Meeting. - OnePetro, 2009.

201. Tao L. et al. Experimental Study on Water Imbibition Law of Longmaxi Formation Shale in the Sichuan Basin //International Petroleum Technology Conference. - IPTC, 2021. - C. D012S045R128.

202. Tavassoli Z., Zimmerman R. W., Blunt M. J. Analysis of counter-current imbibition with gravity in weakly water-wet systems //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2005. - T. 48. - №. 1-2. - C. 94-104.

203. Thomas B., Sharma M. M. Distribution of mud induced damage around horizontal wellbores //SPE Formation Damage Control Conference. - OnePetro, 1998.

204. Tsar M. et al. Effect of Drilling Fluid (Water-based vs Oil-based) on Phase Trap Damage in Tight Sand Gas Reservoirs (SPE 154652) //74th EAGE Conference and Exhibition incorporating EUROPEC 2012. - EAGE Publications BV, 2012. - C. cp-293-00197.

205. Wang F., Zhao J. A mathematical model for co-current spontaneous water imbibition into oil-saturated tight sandstone: Upscaling from pore-scale to core-scale with fractal approach //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2019. - T. 178. - C. 376-388.

206. Wang F., Zhao J. Mathematical model of liquid spontaneous imbibition into gas-saturated porous media with dynamic contact angle and gravity //Chemical Engineering Science. - 2021. - T. 229. - C. 116-139.

207. Wang Y. et al. Multiscale formation damage mechanisms and control technology for deep tight clastic gas reservoirs //SPE Journal. - 2021. - T. 26. - №. 06.

- C. 3877-3892.

208. Wang Y. et al. Numerical Simulation of Spontaneous Imbibition under Different Boundary Conditions in Tight Reservoirs //ACS omega. - 2021. - T. 6. - №. 33. - C. 21294-21303.

209. Wang Z. et al. A generalized capillary imbibition model for porous media in tight reservoirs //Advances in Civil Engineering. - 2018. - T. 2018.

210. Wu X. et al. Formation damage mechanisms and protection technology for Nanpu nearshore tight gas reservoir //Journal of Petroleum Science and Engineering. -2017. - T. 158. - C. 509-515.

211. Xue H. T. et al. Contact angle determined by spontaneous dynamic capillary rises with hydrostatic effects: Experiment and theory //Chemical Physics Letters. - 2006.

- T. 432. - №. 1-3. - C. 326-330.

212. Yang L. et al. Experimental investigation on the effects of flow resistance on the fracturing fluids imbibition into gas shale //SPE Asia Pacific Hydraulic Fracturing Conference. - OnePetro, 2016.

213. Yazzan S. K., Bentsen R. G., Trivedi J. J. Theoretical development of a novel equation for dynamic spontaneous imbibition with variable inlet saturation and interfacial coupling effects //Transport in porous media. - 2011. - T. 86. - №. 3. - C. 705-717.

214. Yokoyama Y., Lake L. W. The effects of capillary pressure on immiscible displacements in stratified porous media //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 1981.

215. You L., Kang Y. Integrated evaluation of water phase trapping damage potential in tight gas reservoirs //8th European Formation Damage Conference. -OnePetro, 2009.

216. Yu L. et al. Spontaneous imbibition of seawater into preferentially oil-wet chalk cores—Experiments and simulations //Journal of petroleum science and engineering. - 2009. - T. 66. - №. 3-4. - C. 171-179.

217. Zeybek M. et al. Effects of capillary heterogeneities on spontaneous imbibition //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 1995.

218. Zhang J., Wang D., Butler R. Optimal salinity study to support surfactant imbibition into the Bakken shale //SPE Unconventional Resources Conference Canada. -OnePetro, 2013.

219. Zhang X., Morrow N. R., Ma S. Experimental verification of a modified scaling group for spontaneous imbibition //SPE Reservoir Engineering. - 1996. - T. 11. - №. 04. - C. 280-285.

220. Zhao H., Li K. A fractal model of production by spontaneous water imbibition //Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. -OnePetro, 2009.

221. Zhou D. et al. An investigation of counter-current imbibition processes in diatomite //SPE Western Regional Meeting. - OnePetro, 2001.

222. Zhou K. et al. Prediction of recovery by spontaneous imbibition in Gas/Liquid/Rock systems //EUROPEC/EAGE Conference and Exhibition. - OnePetro, 2007.

223. Zhou Z. et al. Experimental and numerical study on spontaneous imbibition of fracturing fluids in the horn river shale gas formation //SPE Drilling & Completion. -2016. - T. 31. - №. 03. - C. 168-177.

224. Zhou Z. et al. Experimental study of the osmotic effect on shale matrix imbibition process in gas reservoirs //Journal of Natural Gas Science and Engineering. -2018. - T. 49. - C. 1-7.

225. Zhou Z. The impact of capillary imbibition and osmosis during hydraulic fracturing of shale formations. - Colorado School of Mines, 2015.

226. Zhou Z., Li X., Teklu T. W. A critical review of osmosis-associated imbibition in unconventional formations //Energies. - 2021. - T. 14. - №. 4. - C. 835.

227. Zhou Zhou, The Impact of capillary imbibition and osmosis during hydraulic fracturing of shale formations, A thesis submitted to the Faculty and the Board of Trustees of the Colorado School of Mines in partial fulfillment of the requirements for the degree of Doctor of Philosophy (Petroleum Engineering) - 2015.

Приложение А Примеры графиков кинетики капиллярной пропитки

В данном приложении приведены примеры графиков изменения веса образца в процессе самопроизвольной капиллярной пропитки, полученные с использованием высокоточных весов и прецизионного измерителя, описанного в пункте 2.4 данной работы.

Время, чч:мм:сс

а б

а - график, полученный с помощью весов У1БЯА ИТК-220СБ; б - график, полученный с помощью прецизионного измерителя

Рисунок А.1 - Пример записи графика зависимости насыщения пресной водой сухого образца породы проницаемостью 14,83 мД от времени

а

б

а - график, полученный с помощью весов У!БКЛ ИТК-220СБ; б - график, полученный с помощью прецизионного измерителя

Рисунок А.2 - Пример записи графика зависимости насыщения пресной водой сухого образца породы проницаемостью 51,3 мД от времени.

Приложение Б Технические характеристики аналитических весов

Аналитические весы ViBRA HTR-220CE Тип оборудования: весы аналитические, электронные Производитель: Shinco Denshi Co. Ltd., Япония Назначение и основные особенности прибора:

1. Высокоточные и надежные аналитические весы на базе датчика MMTS.

2. Автоматическая калибровка встроенной гирей.

3. Компактный корпус, ветрозащита с тремя дверцами и обзором на 360 градусов, прозрачный защитный чехол.

4. ISO/GLP/GMP-совместимый интерфейс для передачи данных на принтер или персональный компьютер.

5. Контрастный жидкокристаллический дисплей с яркой подсветкой, гистограмма нагрузки.

6. Календарь, часы, счетный режим, компараторный режим, суммирование результатов, режим измерения плотности.

7. Встроенный крюк для взвешивания под весами и комплект для измерения плотности

Таблица Б.1 - Технические характеристики аналитических весов ViBRA HTR-220CE:

Наибольший предел взвешивания 220 г

Наименьший предел взвешивания 0.01 г

Дискретность 0.0001 г

Класс точности Специальный (I)

Калибровка Встроенная

Интерфейс RS-232C

Приложение В Распределение пор по размерам в исследуемых образцах

40

5 30

еа

35

о х

35 20

35 и

V

н 2

и 10

к

п

о

«

0,13 0,24 0,95 2,43 6,76 15,21 23,76 42,24 Радиусы капилляров, мкм

Рисунок В.1 - Распределение пор по размерам в природном образце 83-70

30

ы

д

о в

>! 20 о

35 35 а X

с

а Й 10 ы в я л

о

«

0,12 0,23 0,93 2,39 6,65 14,96 Радиусы капилляров, мкм

23,37 41,54

0

0

Рисунок В.2 - Распределение пор по размерам в природном образце 565-134

5 30

еа

35

о 5

35 20

5

и

V

н 2

и 10

к

п

о

«

0,12 0,23 0,91 2,34 6,51 14,64 22,87 40,67 Радиусы капилляров, мкм

Рисунок В.3 - Распределение пор по размерам в природном образце 110-86

40

до30 в

«

о

5

£ 20 5

с

ш Н

ы

в 10

я

л

о

«

0,12 0,24 0,94 2,41 6,71 15,09 Радиусы капилляров, мкм

23,57 41,91

0

0

Рисунок В.4 - Распределение пор по размерам в природном образце 83-70

30

¡1 40 о в

за

о

х х

а X

% 20 н

ы в

В! 10

л

о

«

0

0,12

0,23

0,91

2,32

6,45

14,51 22,68 40,32

Радиусы капилляров, мкм

Рисунок В.5 - Распределение пор по размерам в природном образце 566-36

40

§ 30 в

о

X

35 20

х

с

а н

ы

в 10

я

л

о

«

0,12 0,23 0,91 2,33 6,48 14,59 Радиусы капилляров, мкм

22,79 40,52

0

Рисунок В.6 - Распределение пор по размерам в природном образце 566-45

до30 в

«

о

5

35 20

5

с

ш Н

ы в я

л

о

«

10

0,12 0,23 0,92 2,36 6,56 14,77 Радиусы капилляров, мкм

23,07 41,02

Рисунок В.7 - Распределение пор по размерам в природном образце 110-70

50

¡1 40 о в

35

о

5 5 ш 5

с

ш Н

ы в я

л

о

«

30

20

10